AvaliacaoCorrosaoDutos-Silva-2011

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE 
CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA – CCET 
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM 
CIÊNCIA E ENGENHARIA DE PETRÓLEO – PPGCEP 
 
 
 
 
 
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO 
 
 
 
AVALIAÇÃO DA CORROSÃO EM DUTOS POR TÉCNICA 
GRAVIMÉTRICA E DE RESISTÊNCIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
ALLISON ALEXANDRE RIBEIRO DA SILVA 
 
 
Orientador: Prof. Dr. Djalma Ribeiro da Silva 
 
 
 
 
NATAL/RN 
2011
ii 
ALLISON ALEXANDRE RIBEIRO DA SILVA 
 
 
 
 
 
 
 
AVALIAÇÃO DA CORROSÃO EM DUTOS POR TÉCNICA 
GRAVIMÉTRICA E DE RESISTÊNCIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
Dissertação apresentada como requisito parcial à 
obtenção do título de Mestre em Ciência e 
Engenharia de Petróleo pelo Programa de Pós-
Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo 
da Universidade Federal do Rio Grande do Norte. 
 
 
Orientador: Prof. Dr. Djalma Ribeiro da Silva 
 
 
 
 
NATAL/RN 
2011 
i 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Catalogação da Publicação na Fonte. UFRN / SISBI / Biblioteca Setorial 
Especializada do Centro de Ciências Exatas e da Terra – CCET. 
 
 
 
 
 
 
 
Silva, Allison Alexandre Ribeiro da. 
 Avaliação da corrosão em dutos por técnica gravimétrica e de resistência 
elétrica / Allison Alexandre Ribeiro da Silva. – Natal, RN, 2011. 
 93 f. : il. 
 
Orientador: Prof. Dr. Djalma Ribeiro da Silva. 
 
Dissertação (Mestrado) – Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Centro 
de Ciências Exatas e da Terra. Programa de Pós-Graduação em Ciência e 
Engenharia de Petróleo. 
 
 1. Corrosão – Dissertação. 2. Processo corrosivo – Análise físico-química – 
Dissertação. 3. Técnica gravimétrica – Monitoramento - Dissertação. 4. Resistência 
elétrica – Monitoramento - Dissertação. 5. Indústria petrolífera – Malha dutoviária - 
Dissertação. I. Silva, Djalma Ribeiro da. II. Título. 
 
RN/UF/BSE-CCET CDU 620.19 
iii 
Título: 
AVALIAÇÃO DA CORROSÃO EM DUTOS POR TÉCNICA GRAVIMÉTRICA E DE 
RESISTÊNCIA ELÉTRICA 
 
 
 
Dissertação apresentada como requisito parcial à 
obtenção do título de Mestre em Ciência e 
Engenharia de Petróleo pelo Programa de Pós-
Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo 
da Universidade Federal do Rio Grande do Norte. 
 
Aprovada em 27 de junho de 2011. 
 
BANCA EXAMINADORA 
 
______________________________________ 
Prof. Dr. Djalma Ribeiro da Silva 
Orientador (UFRN) 
 
 
 
______________________________________ 
Prof. Dr. Carlos Alberto Martinez Huitle 
Membro Interno (UFRN) 
 
 
 
______________________________________ 
Profª. Dra. Vanessa Cristina Santanna 
Membro Interno (UFRN) 
 
 
 
______________________________________ 
Profª. Dra. Andréa Francisca Fernandes Barbosa 
Membro Externo (UnP) 
 
iv 
D E D I C A T Ó R I A 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Primeiramente a Deus pela bela vida 
recebida e aos meus pais, progenitores do 
meu ser. Dedico àqueles que me deram 
forças para tanto, minha esposa e filhos. 
 
 
 
v 
AGRADECIMENTOS 
 
 A Deus, por ter permitido alcançar tantas realizações. 
 Ao prof. Dr. Djalma Ribeiro da Silva, pelas orientações e conhecimentos transmitidos 
ao longo de oito anos de convívio. 
 Aos professores Carlos Martinez e Vanessa Sant´anna pelas observações 
enriquecedoras perante ao processo de qualificação. 
 Às colegas Verushka Symonne, Shirley Feitosa e Danielle Medeiros pelos trabalhos 
laboratoriais desenvolvidos nos projetos de monitoramento de corrosão interna de dutos, além 
da fiel dedicação às suas atividades para que seus conhecimentos sejam repassados com 
confiabilidade. 
 Aos colegas do laboratório Raphael e Eugênio, estudantes de graduação, pelos apoios 
nos tratamentos de cupons de corrosão. 
 Aos colegas Jardel Dantas e Eduardo Philipp pelas discussões realizadas no decorrer 
do desenvolvimento deste trabalho. 
 As senhoritas Nireide e Rakel, secretárias do Núcleo, as quais contribuíram 
diretamente no apoio administrativo dos projetos dos quais este também fez parte, e à 
senhorita Viviane, ex-secretária do PPGCEP, pelo apoio incondicional no início da atividade. 
 Aos colegas Gerson Pereira, Thiago de Vale, Daniel Moura, Edmilson Nascimento, 
Adson Mirapalheta, Paulo Alexsander e Gustavo Andrade, que se fizeram presentes ao longo 
dos serviços de campo e pela dedicação empenhada; além da convivência de campo de todos 
os serviços operacionais. 
 Às colegas Emily Tossy e Adriana Zanbotto, pelas trocas de experiências em 
desenvolvimento de trabalhos acadêmicos. 
 A Srta. Andrea Barbosa e Michele Távora, pelos ensinamentos transmitidos nos 
períodos iniciais desta atividade. 
Aos que fazem parte do laboratório de difração e fluorescência de Raios-X pelos 
apoios às análises realizadas, e aos demais dos laboratórios e todos que contribuíram direto ou 
indiretamente na realização deste trabalho. 
vi 
SILVA, Allison Alexandre Ribeiro da, “Avaliação da corrosão em dutos por técnica 
gravimétrica e de resistência elétrica”. Dissertação (Mestrado em Ciência e Engenharia de 
Petróleo), UFRN, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo. 
 
 
RESUMO 
 
 Com o aumento da demanda de gás natural e consequente crescimento da malha 
dutoviária, além da importância do transporte e transferência de petróleo e derivados por 
dutos, e em se tratando da qualidade do produto e da integridade do duto há um importante 
papel no que diz respeito ao monitoramento da corrosão interna da tubulação. O objetivo 
deste trabalho é avaliar a corrosão em 3 (três) dutos que operam com diferentes produtos, 
utilizando técnicas gravimétrica e de resistência elétrica. Análises químicas dos resíduos 
gerados nos dutos ajudam a identificar o mecanismo do processo corrosivo. Monitoramento 
da corrosão interna em dutos foi realizado no período de 2009 a 2010 utilizando cupom de 
perda de massa e sonda de resistência elétrica. Técnicas físico-químicas de difração e 
fluorescência de Raios-X foram utilizadas na caracterização dos produtos de corrosão dos 
dutos. A taxa de corrosão por perda de massa foi analisada para todos os dutos, apenas 
aqueles que apresentaram ataque corrosivo localizado foram analisados a taxa de corrosão 
localizada. O potencial de corrosão foi classificado como baixo para duto de transporte de gás 
e variou de baixo a severa para dutos de petróleo e para o duto de derivado. Foram 
identificados produtos de corrosão como carbonato de ferro, óxido de ferro e sulfeto de ferro. 
 
Palavras-chave: corrosão, monitoramento, dutos, perda de massa, resistência elétrica 
 
 
 
 
 
vii 
ABSTRACT 
 
With the increasing of demand for natural gas and the consequent growth of the 
pipeline networks, besides the importance of transport and transfer of oil products by pipeline, 
and when it comes to product quality and integrity of the pipeline there is an important role 
regarding to the monitoring internal corrosion of the pipe. This study aims to assess corrosion 
in three pipeline that operate with different products, using gravimetric techniques and 
electrical resistance. Chemical analysis of residues originated in the pipeline helps to identify 
the mechanism corrosive process. The internal monitoring of the corrosion in the pipelines 
was carried out between 2009 and 2010 using coupon weight loss and electrical resistance 
probe. Physico-chemical techniques of diffraction and fluorescence X-rays were used to 
characterize the products of corrosion of the pipelines. The corrosion rate by weight loss was 
analyzed for every pipeline, only those ones that has revealed corrosive attack were analyzed 
located corrosion rate. The corrosion potential was classified as low to pipeline gas and 
ranged from low to severe for oil pipelines and the pipeline derivatives. Corrosion products 
were identified as iron carbonate, iron oxide and iron sulfide. 
 
Keywords: Corrosion,monitoring, pipelines, metal loss, electrical resistence. 
 
 
 
 
viii 
SUMÁRIO 
Lista de Figuras 
Lista de Tabelas 
1. Introdução............................................................................................................................ 01 
2. Aspectos Teóricos................................................................................................................ 04 
2.1. Aspectos gerais em corrosão............................................................................................. 05 
2.1.1. Conceito e abordagem em corrosão.............................................................................. 07 
2.1.1.1. Conceito de corrosão.................................................................................................. 07 
2.1.1.2. Abordagem em corrosão............................................................................................ 08 
2.1.1.3. Natureza química do produto de corrosão................................................................. 08 
2.1.1.4. Formas de corrosão.................................................................................................... 10 
2.2. Corrosão em estruturas e dutos........................................................................................ 14 
2.2.1. Corrosão em Gasodutos................................................................................................ 16 
2.2.2. Corrosão em oleodutos e dutos de derivados................................................................ 20 
2.2.3. Corrosão em Meios com CO2 e H2S............................................................................. 23 
2.3. Controle da corrosão........................................................................................................ 30 
2.3.1. Monitoração da corrosão............................................................................................... 31 
2.3.2. Técnicas utilizadas........................................................................................................ 35 
2.3.2.1. Perda de massa........................................................................................................... 37 
2.3.2.2. Resistência elétrica..................................................................................................... 38 
2.3.2.3. Análises químicas...................................................................................................... 42 
2.3.2.3.1. Difração de Raios-X................................................................................................ 42 
2.3.2.3.2. Fluorescência de Raios-X....................................................................................... 44 
3. Estado da arte...................................................................................................................... 46 
4. Metodologia experimental.................................................................................................. 53 
4.1. Materiais utilizados.......................................................................................................... 54 
4.1.1. Cupom de perda de massa e sonda de resistência elétrica............................................ 54 
4.1.2. Equipamentos utilizados............................................................................................... 57 
4.1.2.1. Sistema de monitoramento......................................................................................... 57 
4.1.2.2. Laboratório................................................................................................................. 58 
4.2. Metodologia..................................................................................................................... 59 
5. Resultados e discussão........................................................................................................ 64 
5.1. Resultados do duto A....................................................................................................... 65 
5.1.1. Resultados de taxas de corrosão e análise de superfície do cupom de perda de massa 
– Duto A.................................................................................................................................. 65 
5.1.2. Resultados de análise química – Duto A...................................................................... 69 
5.1.3. Resultados de taxa de corrosão da sonda de resistência elétrica – Duto A................... 71 
5.2. Resultados do duto B....................................................................................................... 73 
5.2.1. Resultados de taxas de corrosão e análise de superfície do cupom de perda de massa 
– Duto B.................................................................................................................................. 73 
5.2.2. Resultados de análise química – Duto B....................................................................... 77 
5.2.3. Resultados de taxa de corrosão da sonda de resistência elétrica – Duto B................... 77 
5.3. Resultados do duto C....................................................................................................... 79 
5.3.1. Resultados de taxas de corrosão e análise de superfície do cupom de perda de massa 
– Duto C.................................................................................................................................. 79 
5.3.2. Resultados de análise química – Duto C....................................................................... 83 
5.3.3. Resultados de taxa de corrosão da sonda de resistência elétrica – Duto C................... 83 
6. Conclusões.......................................................................................................................... 85 
Referências.............................................................................................................................. 88 
 
ix 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figura 2.1 Percentual e contribuição em dólar do custo total das cinco 
categorias da indústria analisadas. Extraído de Koch et al (2002)........ 06 
Figura 2.2 Ilustração quantitativa de incidentes por causa de falha em duto. 
Adaptado (Relatório CAPP, 2009)......................................................... 07 
Figura 2.3 Efeito da taxa de corrosão como função da temperatura na corrosão. 
a) diferentes concentrações de oxigênio e b) diferentes concentrações 
de oxigênio e velocidades de fluxo (Predict, 2002).............................. 16 
Figura 2.4 Efeito do H2S e temperatura na taxa de corrosão em ferro puro 
(Predict, 2002). Adaptado................................................................ 26 
Figura 2.5 Taxa de corrosão em função da concentração de H2S em solução de 
sulfato de sódio (0,25M) a 90ºC (Tang et al., 2010).............................. 27 
Figura 2.6 Medições de taxa de corrosão prevista e medida experimentalmente 
mostrando o efeito da pressão parcial de CO2. Adaptado. Nesic 
(2007)..................................................................................................... 28 
Figura 2.7 Medidas experimentais de taxa de corrosão no topo e no fundo do 
duto e fluxo estratificado multifásico mostrando o efeito da pressão 
parcial de CO2 na formação de incrustação de carbonato de ferro 
(Nesic, 2007). Adaptado...................................................................... 28 
Figura 2.8 Taxa de corrosão geral e localizada em meio com CO2. a) taxa de 
fluxo e b) pressão parcial de CO2 (Gao et al., 2011). Adaptado............ 29 
Figura 2.9 Sensor de resistência elétrica incrustado com sulfeto de ferro e 
circuito equivalente. Rs = resistência do sensor e Rd = resistência do 
depósito de sulfeto. Adaptado e (Jambo & Fófano, 2008).................... 41 
Figura 2.10 Difração de Raios-x por um cristal........................................................ 43 
Figura 2.11 Diagrama esquemático de possíveis transições eletrônicas que um 
átomo pode sofrer ao ser irradiadocom radiação X.............................. 45 
Figura 4.1 Registro fotográfico de cupom de corrosão e sonda de resistência 
elétrica, (a) Cupom de corrosão; (b) Sonda de resistência 
elétrica................................................................................................... 54 
Figura 4.2 Esquema ilustrativo do cupom e arruela inferior com ilustração. a) 
Vista em perspectiva do cupom e arruela inferior, b) Vista em cortes 
do cupom com a arruela posicionada................................................... 55 
Figura 4.3 Plug de ação hidráulica com cupom de corrosão montado.................. 56 
Figura 4.4 Ilustração do conjunto de monitoração por sonda RE. Adaptado do 
manual do usuário............................................................................... 57 
Figura 4.5 Equipamentos utilizados para pesagem, extração e análise visual; (a) 
Balança analítica; (b) extrator soxtec; (c) microscópio óptico............. 58 
Figura 4.6 Sistema de montagem em campo; (a) registro fotográfico de pontos 
de monitoramento, cupom e sonda, esta com cabo de transmissão; (b) 
ilustração de sistema de monitoramento via RE.................................... 60 
Figura 4.7 Registro fotográfico de um cupom de corrosão após operação de 
retirada do Duto A com presença de resíduo de cor preta..................... 62 
Figura 4.8 Equipamento utilizados para análise do resíduo sólido, (a) 
Fluorescência de Raios-X; (b) Difratômetro de Raios-X....................... 63 
Figura 5.1 Evolução da taxa de corrosão para os pontos 1 e 2 monitorados no 
duto A.................................................................................................... 67 
x 
Figura 5.2 Perda de massa e taxa de corrosão para sonda RE, ponto 1 do duto A.. 72 
Figura 5.3 Perda de massa e taxa de corrosão para sonda RE, ponto 2 do duto A.. 72 
Figura 5.4 Evolução da taxa de corrosão para o ponto monitorado no duto B.... 75 
Figura 5.5 Evolução da taxa de corrosão localizada para o ponto monitorado no 
duto B.................................................................................................... 75 
Figura 5.6 Perda de massa e taxa de corrosão para sonda RE, duto B.................. 78 
Figura 5.7 Evolução da taxa de corrosão para o ponto monitorado no duto C..... 81 
Figura 5.8 Evolução da taxa de corrosão localizada para o ponto monitorado no 
duto C.................................................................................................... 81 
Figura 5.9 Perda de massa e taxa de corrosão para sonda RE, duto C................. 84 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xi 
LISTA DE TABELAS 
 
Tabela 2.1 Diferentes formas de corrosão. Adaptada (Gentil, 2007)........................ 12 
Tabela 2.2 Origens e causas da presença de partículas sólidas no gás natural............ 18 
Tabela 2.3 Tipos de partículas sólidas no gás.............................................................. 19 
Tabela 4.1 Dimensão dos cupons utilizados............................................................... 55 
Tabela 4.2 Dados dos dutos monitorados.................................................................... 59 
Tabela 4.3 Potencial de corrosividade em função da taxa de corrosão...................... 62 
Tabela 5.1 Resultados de taxa de corrosão por perda de massa do duto A (Ponto 1).. 66 
Tabela 5.2 Resultados de taxa de corrosão por perda de massa do duto A (Ponto 2).. 66 
Tabela 5.3 Registro dos cupons retirados do duto A (ponto 1).................................. 68 
Tabela 5.4 Registro dos cupons retirados do duto A (ponto 2) 69 
Tabela 5.5 Resultados de DRX e FRX (%) – duto A................................................... 71 
Tabela 5.6 Resultados de taxa de corrosão por perda de massa do duto B............... 73 
Tabela 5.7 Registro dos cupons retirados do duto B 76 
Tabela 5.8 Resultados de DRX e FRX (%) – duto B................................................... 77 
Tabela 5.9 Resultados de taxa de corrosão por perda de massa do duto C............... 80 
Tabela 5.10 Registro dos cupons retirados do duto C 82 
Tabela 5.11 Resultados de DRX e FRX (%) – duto C................................................... 83 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capítulo 1 
Introdução 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Introdução 
 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 2 
1. Introdução 
Segundo Gentil (2007) os problemas de corrosão são freqüentes e ocorrem nas mais 
variadas atividades, desde indústrias químicas e petroquímicas, telecomunicações, à 
odontologia e medicina. Custos de substituição de peças ou equipamentos, manutenção, 
custos com processos de proteção, paralisações acidentais, perda de eficiência de 
equipamentos e contaminação de produtos são umas das causas que podem acompanhar o 
mau dimensionamento, inspeção e controle da degradação dos materiais. Sendo assim, o 
monitoramento é uma forma sistemática de medição da corrosão ou da degradação de 
equipamentos e instalações, com o objetivo de auxiliar a compreensão do processo corrosivo 
e/ou obter informações úteis para o controle da corrosão e suas conseqüências. 
Na indústria do petróleo, em particular, uma das atividades de maior potencial de 
impacto à segurança das comunidades e ao meio em que vivem é o transporte dutoviário, pois 
o duto sai das instalações de produção/tratamento de uma companhia e atravessa várias 
comunidades antes de chegar em outra instalação. Além disso, só o conhecimento do estado 
físico-estrutural de um duto por parte de seu operador não é garantia de minimização de 
acidentes, pois a interferência proposital ou não das comunidades envolvidas, tais como 
invasão das faixas de domínio e depredação da sinalização existente, tem um importante papel 
na segurança do duto. Assim, a manutenção de condições seguras para a operação dos dutos 
depende não só de programas internos de manutenção, inspeção e operação eficazes das 
companhias, como também da interação frequente com as comunidades, através de programas 
de educação e divulgação a respeito da malha dutoviária (Alves, 2001). 
Estruturas de plantas industriais e equipamentos podem sofrer danos e serem levados a 
falhas por problemas relacionados à corrosão, podendo gerar despesas não previstas em 
orçamentos das empresas, gerando um alto custo adicional para reparos como manutenção ou 
troca de peças e estruturas. Outro fator que está intimamente relacionado com os problemas 
ligados à corrosão nesses sistemas é o fator ambiental e humano. Desastres ambientais, assim 
como segurança humana, têm levado empresas a ter um dispêndio de verba alta a ponto de 
levá-las a fazer investimentos no setor com intuito de prevenir acidentes que comprometam o 
meio ambiente e a saúde humana. 
Introdução 
 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 3 
Programas de inspeção de equipamentos são adotados cada vez mais no setor 
industrial a fim de prevenir corrosão relacionadas a dutos. Serviços de inspeção da corrosão 
normalmente já adotam paradas programadas para inspeção de equipamentos, estruturas e 
dutos. Quando em utilização, os programas visão estabelecer os critérios para classificação 
dos dutos, com base nas possíveis consequências decorrentes de suas falhas, para priorizar as 
ações de monitoramento, controle e intervenção, fixando as ações necessárias para detectar, 
monitorar e controlar: corrosão interna, corrosão externa, esforços provocados pelo solo e 
ação por terceiros. 
Prevenir corrosão é um serviço que requer muita atenção e experiência 
multidisciplinar do profissional corrosionista para entender de estruturas, equipamentos e 
processos. 
O gerenciamento da corrosão interna de dutos dentro depadrões se divide em 
inspeções com pig, tratamento com inibidor de corrosão e monitoração da corrosão. Este se 
subdivide em avaliações por técnicas gravimétricas, resistência elétrica e análises químicas de 
fluidos e resíduos. Este trabalho foi realizado dentro das diretrizes do monitoramento da 
corrosão com as técnicas listadas e foi motivado pela importância de se monitorar o processo 
corrosivo em tubulações que transportam produtos altamente periculosos ao meio ambiente e 
à saúde humana, visto que os dados levantados são frutos de uma atividade de parceria entre o 
laboratório de corrosão e o sistema Petrobras S/A. 
O objetivo deste trabalho foi avaliar a corrosão em dutos que transportam: gás natural, 
petróleo e derivado claro de petróleo. Tais dutos foram analisados pelas técnicas de perda de 
massa (gravimétrica) e resistência elétrica, além de análises físico-químicas dos resíduos 
coletados. 
 
 
4 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capítulo 2 
Aspectos Teóricos 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 5 
2. Aspectos teóricos 
Este capítulo apresenta os assuntos relacionados à fundamentação teórica deste 
trabalho. 
 
2.1 Aspectos gerais em corrosão 
 
Em países industrializados calcula-se que a corrosão dos materiais provoca perdas da 
ordem de 3,5 % do PIB. Se essa estimativa for aplicada ao caso brasileiro, chega-se a um 
valor de pelo menos US$ 20 bilhões anuais. Adotadas as medidas preventivas contra a 
corrosão, 30% dessas perdas poderiam ser evitadas, considerando que a degradação de 
estruturas metálicas pela ação do meio ambiente e até perdas de vidas humanas também estão 
em jogo (Hoar, 1971, apud Silva, 2006). 
Segundo Silva (2006), a importância do estudo da corrosão está, portanto, 
consubstanciada em: 
 Viabilizar economicamente as instalações industriais construídas com 
materiais metálicos; 
 Manter a integridade física dos equipamentos e instalações industriais; 
 Garantir a máxima segurança operacional, evitando-se paradas 
operacionais não programadas e lucros cessantes; 
 Garantir a máxima segurança industrial, evitando-se acidentes e problemas 
de poluição ambiental. 
Considerando as perdas em termos de quantidade de material danificado pela 
corrosão, estima-se que seja utilizado mais de 30% do aço produzido no mundo para a 
reposição de estruturas, partes de equipamentos e instalações deterioradas pela corrosão 
(Tomashov, 1986, apud Silva, 2006). 
Segundo Gentil (2007), todas as instalações como estruturas metálicas enterradas ou 
submersas ou ainda sobre solos ou aéreas, equipamentos eletrônicos, trocadores de calor, 
caldeiras, torres de transmissão de rádio e/ou TV, tanques de armazenamento, reatores, dentre 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 6 
outros, exigem durabilidade e resistência à corrosão e representam investimentos vultuosos 
que justifiquem os valores investidos e evitem acidentes com danos materiais incalculáveis 
ou danos pessoais irreparáveis. 
 Koch et al. (2002) durante dois anos, de 1999 a 2001, estudaram os custos diretos 
associados a corrosão metálica nos Estados Unidos. O estudo intitulado “Custo da corrosão e 
estratégias de prevenção nos Estados Unidos” foi conduzido pela empresa CC Technologies 
Laboratories, Inc., com suporte da FHWA (Federal Highway Administration) e Nace 
International. Dentre os setores industriais, foram avaliados cinco, a seguir, Infra-estrutura 
(rodovias, pontes, portos, etc), Utilidades (telecomunicações, distribuição de água e gás), 
Transporte (veículos, aeronaves, etc), Produção e Fabricação (refinarias, petroquímicas, 
farmacêuticas, alimentícia, exploração e produção de óleo e gás, etc) e Governo 
(departamento de defesa e usinas nucleares). O estudo revelou que o custo direto da corrosão 
na economia dos Estados Unidos era de $ 276 bilhões, cerca de 3,1% do PIB do país. A 
Figura 2.1 ilustra a distribuição do custo com a corrosão com base no setor da indústria 
avaliada conforme escrito acima. 
 
 
Figura 2.1. Percentual e contribuição em dólar do custo total das cinco categorias da 
indústria analisadas. Adaptado de Koch et al. (2002) 
 
 Um estudo conduzido pela Associação Canadense de Produtores de Petróleo (CAPP – 
Canadian Association of Petroleum Producers, 2009), entidade canadense que se destina à 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 7 
prestação de assistência aos produtores de óleo e gás em reconhecer as condições que 
contribuem para os incidentes de corrosão em dutos e identificar medidas eficazes que podem 
ser tomadas para reduzir a probabilidade de incidentes de corrosão, levantou dados 
estatísticos relacionando os incidentes por causa de falha em dutos de efluente de petróleo no 
setor ao longo do período de 1985 a 2009. De acordo os dados estatísticos, Figura 2.2, 
levantados ao logo do período, corrosão interna continua sendo a maior causa de incidentes 
em dutos de efluentes de petróleo, o que representa 48% dos incidentes em dutos de efluente 
de petróleo ocorridos em 2008. 
 
 
Figura 2.2. Ilustração quantitativa de incidentes por causa de falha em duto. Adaptado 
(Relatório CAPP, 2009) 
2.1.1 Conceito e abordagem em corrosão 
 2.1.1.1 Conceito de corrosão 
Gentil (2007) define a corrosão como a deterioração de um material, geralmente 
metálico, por ação química ou eletroquímica do meio ambiente aliada ou não a esforços 
mecânicos. Este mesmo autor descreve também que sendo a corrosão, em geral, um processo 
espontâneo, está constantemente transformando os materiais metálicos de modo que a 
durabilidade e o desempenho dos mesmos deixam de satisfazer os fins a que se destinam, e 
não fora o emprego de mecanismos protetores, ter-se-ia a destruição completa de materiais 
metálicos, já que os processos de corrosão são reações químicas e eletroquímicas que se 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 8 
passam na superfície do metal e obedecem a princípios bem estabelecidos e pelo fato de ser, 
geralmente, uma reação de superfície faz supor que ela possa ser controlada pelas 
propriedades dos produtos de corrosão. 
 
2.1.1.2 Abordagem em corrosão 
A corrosão metálica é uma reação que ocorre envolvendo energia, logo, esta será 
espontânea se o sistema metal/meio perder energia, ou seja, se a variação de energia durante 
o processo de corrosão for negativa, por exemplo, a exposição do aço em atmosfera 
agressiva. Se a variação de energia for positiva, a reação não será espontânea, ou seja, será 
necessário fornecer energia ao sistema metal/meio para que esta reação possa ocorrer, como 
nos processos de eletrodeposição no qual o ânodo metálico é corroído mediante o 
fornecimento de energia (Wolynec, 2003). 
 
 2.1.1.3 Natureza química do produto de corrosão 
O produto de corrosão será formado pelos íons resultantes das reações anódicas e 
catódicas (Gentil, 2007). 
n
n OHMnOHM )(  (2.1) 
Exemplificando com o ferro, têm-se: 
 Reação Anódica 
eFeFe 22   (2.2) 
 Reação Catódica 
2
2 )(2 OHFeOHFe   (2.3) 
É oportuno destacar a importância da presença de eletrólito no processo eletroquímico 
de corrosão. Embora, na maioria dos casos, não apareça no produto de corrosão o sal usado 
como eletrólito, é fundamental a sua presença para se ter a corrosão. Daí em atmosferas 
marinhas a corrosão ser muito mais severa do que em atmosferas rurais. Em instalações 
sujeitas a condições atmosféricas,observa-se, no produto de corrosão, sais insolúveis do 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 9 
eletrólito existente na atmosfera. Assim em atmosferas marinhas é comum a presença de 
cloreto básico de ferro (III), Fe(OH)3.FeCl3, que é insolúvel, e em atmosferas industriais se 
encontra o sulfato básico de ferro (III), Fe(OH)3.Fe2(SO4)3, também insolúvel. 
Considerando-se o caso do ferro imerso em solução aquosa de cloreto de sódio como 
eletrólito, pode-se admitir as reações: 
Anodo, Equação 2.2, eFeFe 22   
Catodo 
 OHeOOH 22
2
1
22 
(2.4) 
Os íons metálicos, Fe2+, migram em direção ao catodo e os íons hidroxilas, OH-, 
migram em direção ao anodo, e numa região intermediária esses íons se encontram formando 
o Fe(OH)2, hidróxido de ferro (II), ou hidróxido ferroso: 
2
2 )(OHFeOHFe   (2.5) 
Verifica-se, então, que na corrosão eletroquímica o metal se oxida num lugar, o oxidante se 
reduz em outro, e o produto de corrosão se forma em regiões intermediárias, não 
apresentando, portanto, características protetoras. 
O Fe(OH)2 formado sofre transformações e, de acordo com o teor de oxigênio presente, 
pode-se ter: 
 Em meio deficiente de oxigênio, formação de magnetita 
22432 2)(3 HOHOFeOHFe  (2.6) 
onde 43OFe = magnetita (verde = hidratada e preta = anidra) 
 Em meio aerado, que o caso mais freqüente, tem-se a oxidação do Fe(OH)2, 
resultando o hidróxido férrico ou hidróxido de ferro (III) 
3222 )(22
1)(2 OHFeOOHOHFe  ; ou (2.7) 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 10 
OHFeOOHFe OH .2)(2 223  
 ou OHOFe 232 . (2.8) 
OHFeO. ou OHOFe 232 . apresenta cor alaranjada ou castanho avermelhada. 
O OHOFe 232 . , que é um óxido hidratado, existe sob duas formas, 32OFe 
(Goethita) não magnético, e o 32OFe (lepidocrocita) magnético. Devido à estabilidade, o 
que predomina na ferrugem é o 32OFe . Na realidade a formação do tipo de óxido e sua 
estabilidade irão depender das condições de pH, pressão, temperatura e velocidade (Ferreira 
& Mota, 1998). 
Pode-se também escrever as equações das reações da seguinte maneira: 
  HOHFeHOHFe 2)(2 2
2 (2.9) 
  HOHFeHOHFe 3)(3 3
3 (2.10) 
222 )(4424 OHFeOHOFe  (2.11) 
OHOFeOHOFe 23222 .234  (2.12) 
As reações explicam as colorações observadas na corrosão atmosférica do ferro ou 
suas ligas, onde se observa que o produto de corrosão, ou ferrugem, apresenta na parte 
inferior, isto é, aquela em contato imediato com o metal, coloração preta, da magnetita, Fe3O4, 
e a parte superior, aquela em contato com mais oxigênio, apresenta coloração alaranjada ou 
castanho-avermelhada típica do Fe2O3.H2O ou Fe2O3.nH2O (n = número de moléculas de 
água). 
 2.1.1.4 Formas de corrosão 
O conhecimento das diferentes formas com que o material metálico é atacado em sua 
superfície é muito importante no estudo dos fenômenos que se dão os processos corrosivos, 
sendo assim, esse conhecimento leva a auxiliar na aplicação das medidas adequadas de 
proteção. 
De maneira geral, as formas de ataque corrosivo não aparentes, conduzem a falhas 
catastróficas de componentes metálicos e exigem que os problemas sejam previstos e 
solucionados ainda na fase de projetos dos equipamentos e estruturas. Nestes casos, a seleção 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 11 
de materiais compatíveis com o meio de trabalho e a aplicação de técnicas de proteção 
anticorrosiva são imprescindíveis (Silva, 2006). 
 A corrosão pode ocorrer sob diferentes formas, e o conhecimento das mesmas é muito 
importante no estudo dos processos corrosivos. As formas (ou tipos) de corrosão podem ser 
apresentadas considerando-se a aparência ou forma de ataque e as diferentes causas da 
corrosão e seus mecanismos. Assim pode-se ter corrosão, segundo Gentil (2007): 
A morfologia Uniforme, por placas, alveolar, puntiforme ou por pite, 
intergranular (ou intercristalina), intragranular (ou transgranular 
ou transcristalina), filiforme, por esfoliação, grafítica, em torno 
de cordão de solda e empolamento pelo hidrogênio. 
As causas ou mecanismos Por aeração diferencial, eletrolítica ou por corrente de fuga, 
galvânica, associada a solicitações mecânicas (corrosão sob 
tensão fraturante), em torno de cordão de solda, seletiva 
(grafítica e dezincificação), empolamento ou fragilização pelo 
hidrogênio. 
Os fatores mecânicos Sob tensão, sob fadiga, por atrito, associada à erosão. 
O meio corrosivo Atmosférica, pelo solo, induzida por microorganismos, pela 
água do mar, por sais fundidos, etc. 
A localização do ataque Por pite, uniforme, intergranular, transgranular, etc. 
 
 Segundo Gentil (2007), a caracterização segundo a morfologia auxilia bastante no 
esclarecimento do mecanismo e na aplicação de medidas adequadas de proteção. A Tabela 2.1 
apresenta as características fundamentais das diferentes formas de corrosão. 
 
 
 
 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 12 
Tabela 2.1. Diferentes formas de corrosão. Adaptada (Gentil, 2007). 
 
Corrosão uniforme: a corrosão se processa em toda extensão 
da superfície, ocorrendo perda uniforme de espessura. 
 
Corrosão por placas: a corrosão se localiza em regiões da 
superfície metálica e não em toda sua extensão, formando 
placas com escavações. 
 
Corrosão alveolar: a corrosão se processa na superfície 
metálica produzindo sulcos ou escavações semelhantes a 
alvéolos apresentando fundo arredondado e profundidade 
geralmente menor que o seu diâmetro. 
 
Corrosão por pite: a corrosão se processa em pontos ou em 
pequenas áreas localizadas na superfície metálica produzindo 
pites, que são cavidades que apresentam o fundo em forma 
angulosa e profundidade geralmente menor que o seu 
diâmetro. 
 
Corrosão intergranular ou intercristalina: a corrosão se 
processa entre os grãos da rede cristalina do material 
metálico, o qual perde suas propriedades mecânicas, e pode 
fraturar quando solicitado por esforços mecânicos, tendo-se 
então corrosão sob tensão fraturante. 
 
Corrosão intragranular ou transgranular: a corrosão se 
processa nos grãos da rede cristalina do material metálico, o 
qual perde suas propriedades mecânicas, poderá fraturar à 
menor solicitação mecânica, tendo-se também corrosão sob 
tensão fraturante. 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 13 
 
 
Corrosão filiforme: a corrosão se processa sob a forma de 
finos filamentos, mas não profundos, que se propagam em 
diferentes direções e que não se ultrapassam, pois admite-se 
que o produto de corrosão, em estado coloidal apresenta 
carga positiva, daí a repulsão. Ocorre geralmente em 
superfícies metálicas revestidas com tinta. 
 
Corrosão por esfoliação: a corrosão se processa de forma 
paralela à superfície metálica. 
 
Corrosão grafítica: a corrosão se processa no ferro fundido 
cinzento em temperatura ambiente e o ferro metálico é 
convertido em produto de corrosão, restando a grafite intacta. 
 
Corrosão por dezincificação: é a corrosão que ocorre em 
ligas de cobre-zinco (latões), observando-se o aparecimento 
de regiões com colorações avermelhadas em contraste com a 
cor amarela dos latões. 
 
Empolamento pelo hidrogênio: o hidrogênio atômico penetra 
no material metálico e, como tem pouco volume atômico, 
difunde-se rapidamente e, em regiões com descontinuidades, 
como inclusõese vazios, ele se transforma em hidrogênio 
molecular, exercendo pressão e originando formação de 
bolhas. 
 
Em torno do cordão de solda: corrosão observada em torno 
do cordão de solda. 
 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 14 
2.2 Corrosão em estruturas e dutos 
 
 Baptista et al (2001) desenvolveram um sistema especialista para auxiliar a equipe de 
operação da planta de tratamento de gases no controle do processo corrosivo, onde os 
parâmetros utilizados pelo sistema especialista são obtidos da instrumentação da planta, 
análises químicas dos laboratórios e de técnicas da monitoração da corrosão, tais como, 
resistência elétrica e ruído eletroquímico; partindo também de que o sistema obtém estas 
variáveis do computador de processo ou do sistema digital de controle distribuído para inferir 
diagnóstico, recomendações e alarmes. 
 Em geral, os fluidos de processo passam por uma série de equipamentos e rede de 
dutos fabricados de aço carbono. Muitas vezes o fluido conduzido por esta rede passa por 
plantas de tratamento para desidratação e ou retiradas dos agentes corrosivos como O2 na 
água condensada que em contato com a superfície metálica, favorece a formação de ferrugem 
(Fe2O3) que pode ser carreada com o fluido por esta não ser aderente. Já o CO2 dissolve-se na 
água condensada formando o ácido carbônico (H2CO3) e a solução ácida em contato com o 
metal favorece sua dissolução, formando uma película pouco aderente e pouco protetora de 
carbonatos (FeCO3), podendo ser também carreados. O H2S, quando dissolvido no 
condensado e em contato com o aço, forma sulfetos de ferro de composição variada (FexSy), 
pouco aderentes e protetores. Cabe salientar que quando totalmente seco ou inteiramente 
isento de CO2, O2 e de gás sulfídrico (H2S) o fluido não se apresenta corrosivo em relação ao 
aço carbono (Nóbrega et al., 2002). 
 Em consequência do processo corrosivo, há a redução das paredes de equipamentos e 
de dutos, possível aparecimento de ataque localizado em regiões de condensação e retenção 
de água e a formação de grande quantidade de resíduo sólido, devido a larga área superficial 
dos equipamentos e dutos que entram em contato com o fluxo. Muitas vezes este resíduo pode 
ser abrasivo, capaz de danificar os equipamentos e seus acessórios, entupir válvulas e 
elementos filtrantes, trazendo transtornos operacionais e danos às unidades processadoras do 
fluido em questão (Nóbrega et al., 2002). 
Para a corrosão ocorrer em um duto, deve haver a presença de água no estado líquido e 
esta deve molhar a parede do tubo. Uma vez molhado, a tubulação corrói a uma taxa 
determinada pelas propriedades da água. Muitos dutos tiveram vazamentos ou significativa 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 15 
corrosão causada pelo acúmulo de água em pontos baixos em baixa velocidade, quando 
operados com 99,9% de óleo, quando com esse percentual de óleo, o duto não seria sujeito à 
corrosão (Smart & Pickthall, 2004). 
 Segundo Ferreira & Mota (1998), o fator molhabilidade é um fator importante na 
corrosão interna de dutos. A influência da molhabilidade preferencial pela água e de quanto 
tempo ela estará em contato com a parede do duto depende dos seguintes fatores: 
- das condições hidrodinâmicas de bombeio, ou seja, de fluxo; 
- da interação da água com o óleo em relação à formação de emulsões; 
- da razão água/óleo ou água livre/gás, ou seja, da relação entre as quantidades de cada fase 
presente. 
A condição essencial para ocorrência do processo corrosivo em oleodutos é a presença 
de água livre, isto é, água líquida como uma fase distinta no fluido transportado e a 
velocidade de desgaste dependerá da concentração de água produzida, da sua composição 
química e das condições operacionais do duto, onde relativamente a composição química, a 
corrosividade de águas produzidas é influenciada pelo pH, alcalinidade, ácidos orgânicos, 
sólidos suspensos, íons cloretos, bactérias e pela presença de gases dissolvidos, tais como, 
sulfeto de hidrogênio, oxigênio e dióxido de carbono e em relação aos parâmetros 
operacionais, a velocidade de fluxo, o regime de escoamento, a pressão e a temperatura, são 
os determinantes do potencial de agressividade da água (Andrade et al., 2001) . 
 Presença de oxigênio altera significativamente a corrosividade do ambiente em 
sistemas de produção. Os dados da Figura 2.3.a mostram o aumento na taxa de corrosão como 
função da concentração de oxigênio para diferentes temperaturas e velocidade de fluxo fixa de 
2 m/s. Taxas de corrosão para diferentes velocidades de fluxo e níveis de oxigênio como 
função da temperatura e diferentes velocidades (1 a 4 m/s) de fluxo, são mostradas na Figura 
2.3.b (Predict, 2002). 
 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 16 
 
(a) 
 
(b) 
Figura 2.3. Efeito da taxa de corrosão como função da temperatura na corrosão. a) diferentes 
concentrações de oxigênio e b) diferentes concentrações de oxigênio e velocidades de fluxo 
(Predict, 2002). 
2.2.1 Corrosão em Gasodutos 
 O gás natural é constituído dos hidrocarbonetos mais voláteis do petróleo, compondo-
se principalmente de metano, todavia, pode ter, em quantidades cada vez menores, outros 
hidrocarbonetos como o etano, propano, butano e mais pesados. Além desses 
hidrocarbonetos, o gás carbônico, o sulfeto de hidrogênio e derivados de enxofre (mercaptans, 
sulfeto de carbonila e dissulfeto de carbono), com possibilidade de conter gases nobres como 
hélio, além de ser saturado de vapor de água. Da composição de um gás natural, os 
contaminantes são os gases denominados ácidos (gás carbônico, gás sulfídrico e seus 
derivados), todavia esses gases só se transformam em ácidos em presença de água e além 
desta ser prejudicial ao processamento industrial do gás natural, ela também pode ser incluída 
entre os contaminantes (Nunes et al., 1989). 
 O monitoramento da corrosão em gasodutos é extremamente importante, pois existem 
situações em que o aspecto confiabilidade e segurança é o fator primordial na seleção do 
material metálico ou do sistema de proteção anticorrosiva a ser empregado (Nóbrega, 2002). 
 O crescimento do uso de gás natural como fonte de energia ampliou significativamente 
a malha dutoviária para transporte de produtos no Brasil. Paralelamente, foi preciso investir 
no gerenciamento dessa atividade e dos riscos que ela oferece, como a contaminação do meio 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 17 
ambiente. Em 2002, o grupo de eletroquímica e corrosão da Universidade Federal do Rio 
Grande do Norte e a Petrobras implantaram um sistema de monitoramento de gasodutos do 
Nordeste por meio de instalação de sensores elétricos e gravimétricos que indicam o estado de 
corrosão das linhas, além de detectar problemas estruturais. O sistema que já funcionava em 
outras regiões do Brasil permitiu avaliar o controle da qualidade do gás natural. O 
monitoramento dos gasodutos era realizado em estações de medição localizadas em diferentes 
pontos dos gasodutos, nos quais os equipamentos eram instalados pela Petrobras e as análises 
eram realizadas pela Universidade parceira. Cada um dos pontos escolhidos para 
monitoramento era monitorado por duas técnicas, uma gravimétrica (perda de massa) e outra 
por resistência elétrica (Silva & Júnior, 2002) 
 Do ponto de vista da corrosão interna de gasodutos, o vapor de água que satura o gás 
natural, ao se condensar, traz uma série deinconvenientes à integridade das tubulações, quais 
sejam (Nunes et al., 1989): 
- por ser um eletrólito, a água contribui para a corrosão dos equipamentos que manuseiam o 
gás natural; 
- fornece o solvente necessário à dissolução dos gases ácidos eventualmente presentes no gás 
natural; 
- ao dissolver os gases ácidos, a água os torna corrosivos. 
 Segundo Nunes et al. (1989), a proteção anticorrosiva interna de gasodutos pode ser 
efetuada de cinco maneiras a saber: 
- remoção de água; 
- remoção dos gases ácidos; 
- Inibição da corrosão; 
- revestimento interno; 
- medidas metalúrgicas ou mecânicas. 
 Em estudo de caracterização de resíduo encontrado dentro do gasoduto Gascam 
(Cabiúnas-Campos), no filtro do citygate, Ferreira & Brito (1998) concluíram que os 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 18 
resultados sugeriram que o resíduo era praticamente constituído por produtos de corrosão 
oriundo do processo corrosivo do O2 em presença de água livre (umidade) e como o gás do 
gasoduto estudado era seco, o pó preto encontrado provavelmente se formara durante o 
período de seu lançamento/comissionamento e que a não detecção de siderita, produto de 
corrosão pelo CO2, no pó coletado e a presença de quartzo/argila corroboraram para tal 
afirmação. 
 Segundo Cenpes (1997), a presença de partículas sólidas no gás natural pode estar 
associado a uma ou mais fontes de origem e baseados em casos estudados pela companhia 
foram identificados partículas sólidas no gás de acordo com as Tabelas 2.2 e 2.3. 
 
Tabela 2.2. Origens e causas da presença de partículas sólidas no gás natural. 
CAUSAS MOTIVOS 
Produto de Corrosão 
pelo CO2 e/ou H2S do 
Gás 
Corrosão natural do duto devido à operação com gás úmido (com 
H2O livre), às vezes acelerada pela remoção do produto de corrosão 
devido a: 
- alta velocidade do gás; 
- impingimento por partículas líquidas (névoa); 
- passagem de pig espuma em dutos dominados pela corrosão ao 
H2S, com a remoção do FeS. 
Produto de Corrosão 
pelo O2 do Ar 
Contaminação do gás pela entrada de oxigênio no duto devido à: 
- falha no sistema de selagem de compressor; 
- abertura de equipamentos para manutenção com o seu retorno a 
operação sem a devida inertização ou purga do ar; 
- falta de purga do ar que entra nos recebedores e lançadores em 
dutos com operação freqüente de passagem de pig ou esferas. 
Produto de Corrosão 
pelo O2 já dissolvido 
na água 
Falha no condicionamento e comicionamento do duto, permitindo a 
geração de produtos de corrosão, e mesmo quando em pequenas 
quantidades, a sua remoção (limpeza) de forma incompleta ou 
inadequada. 
Areia (Quartzo-SiO2) 
- Falha no comicionamento do duto, removendo (limpeza) de forma 
incompleta a areia presente às vezes na água usada no teste 
hidrostático do duto; 
- Problemas de separação de gás associado em poços com produção 
de areia e na depuração de gás associado, permitindo que areia da 
formação seja carreada com o gás. 
Sais (NaCl, KCl, 
etc...) 
- Falha no comicionamento do duto, removendo (limpeza) de forma 
incompleta a água usada no teste hidrostático do duto; 
- Arraste de água produzida (salina) devido à alta velocidade do gás. 
* Tabela reproduzida com adaptações (Cenpes, 1997). 
 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 19 
O Tabela 2.3 reproduz os tipos de partículas sólidas no gás. 
Tabela 2.3. Tipos de partículas sólidas no gás. 
 COLORAÇÃO OBSERVAÇÃO 
Corrosão pelo H2S 
FeS ou FexSy (sulfeto de 
ferro) Preto Sem observação. 
Corrosão pelo CO2 
FeCO3 (siderita) Preto 
Depende do pH e da 
temperatura. Normalmente se 
forma em temperaturas até 
110oC. 
Fe3O4 Preto 
Depende do pH e da 
temperatura. Normalmente se 
forma em temperaturas acima 
de 110oC. 
Corrosão pelo O2 
Fe3O4 
Preto = Anidro 
Verde = Hidratado 
Reação do Fe(OH)2 em meio 
deficiente de oxigênio. 
Fe2O3.2H2O (hematita) ou 
FeO.OH (Goethita) ou 
FeO.OH (lepidocrocita) 
Avermelhado ou castanho-
alaranjado 
Reação de Fe(OH)2 em meio 
rico em oxigênio (aerado) 
Sais de Cloreto e Quartzo 
NaCl (halita ou cloreto de 
sódio) 
KCl (Cloreto de potássio) 
Branco 
Presente na água de formação 
produzida ou água do mar. 
SiO2 (Quartzo) Branco Areia 
* Tabela reproduzida com adaptações (Cenpes, 1997). 
 O CO2 em sistemas “úmidos” com a presença de água livre aumenta muito a 
taxa de corrosão do aço carbônico, pois dissolve e se combina com a água para 
formar ácido carbônico (H2CO3), que abaixa o pH do sistema. O abaixamento do pH 
aumenta a taxa de corrosão pois aumenta a disponibilidade de fornecimento de íons 
H+ para a reação catódica A corrosividade em sistemas por CO2, geralmente 
aumenta com o aumento na pressão parcial de CO2 e com o decréscimo do pH. A 
influência da temperatura é mais complexa, e a corrosividade normalmente alcança 
um máximo a uma certa temperatura (que depende das condições de cada sistema, 
como pressão, meio corrosivo, velocidade superficial do fluido, composição química 
da água). Esse comportamento é atribuído à formação de uma película protetora de 
produto de corrosão, que pode ser FeCO3 ou Fe3O4, porém observa-se a formação 
desta película à temperaturas superiores a 120ºC (Guisso et al., 2007). 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 20 
 Os sistemas de transferência, medição e distribuição de gás natural e GLP são 
projetados para operação como fluidos limpos (fluido com teores de particulados sólidos que 
não comprometam os equipamentos em termos de integridade e operação) o qual não existe 
um critério quantitativo bem definido quanto ao teor máximo de particulados sólidos 
presentes no gás natural e GLP, pois a tolerância dependerá das condições de processo de 
cada sistema. Alguns países ou operadoras possuem critérios quantitativos de tolerância 
máxima em termos de sólidos, porém nem sempre isto é seguido a risca. Muitos países não 
possuem critérios definidos em termos quantitativo, pois embora os fluidos, gás natural e 
GLP, sejam denominados limpos, na prática na maioria dos sistemas os mesmos sempre 
contêm partículas sólidas (Ferreira, 2000). 
 Comparativamente com outros fluidos como nafta, gasolina e o petróleo, o gás natural 
e o GLP (propano e butano) são considerados fluidos limpos e no caso particular do gás 
natural, este é vulgarmente considerado limpo, a partir do momento em que a fase líquida está 
ausente, independente desta ser oriunda do próprio reservatório onde o gás foi produzido ou 
da condensação das frações orgânicas pesadas e/ou aquosas devido a alterações nas condições 
de pressão e temperatura. Entretanto, mesmo com fase líquida ausente de forma contínua, esta 
pode estar presente na corrente gasosa em forma de névoa devido a baixíssima relação 
líquido/gás, e a denominação ou terminologia técnica usada para o gás e o GLP, chamando-os 
de fluidos limpos, não é baseada em critérios técnicos consolidados e sim de jargões do 
cotidiano dos técnicos que trabalham na área de produção e processamento do gás, portanto, 
dependendo inclusive do processo a que o gás está sendo submetido, os particulados presentes 
no gás natural são denominados de pó preto ou black powder, independente da caracterização 
do material particulado que pode ser de composição totalmente diferente um do outro 
(Ferreira, 2000). 
 
2.2.2 Corrosão em oleodutos e dutos de derivados 
 A estratégia de monitoração da corrosão interna de oleodutos varia de duto para duto 
conforme as suas condições de projeto, processo e corrosividade. Dependendo da situação, 
uma, duas ou mais técnicas são necessárias para monitorar e controlar a corrosãointerna de 
um duto. Devido à variedade e complexidade dos tipos de corrosão, o acompanhamento e 
análise do processo corrosivo dependem de informações diversas, oriundas de operação, 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 21 
monitoração e inspeção e somente a integração de tais informações permite se ter elementos 
mínimos para análises (Fereira et al., 2000). 
 Nos dutos onde o fluxo é laminar haverá separação de água mesmo quando esta estiver 
em pequenas quantidades (<0,1%). No caso dos derivados esta separação é imediata. No caso 
de petróleo, este, dependendo do seu tipo (viscosidade, tensão superficial, densidade), pode 
formar emulsões com a água. Esta emulsão pode ser do tipo água em óleo ou óleo em água. 
Do ponto de vista da corrosão, a emulsão água em óleo é melhor, pois menos água estará 
disponível para molhar a parede do duto. Entretanto, com raras exceções, mesmo que ocorra 
uma emulsão forte do tipo água em óleo, sempre uma pequena quantidade de água irá ficar 
disponível para molhar a parede do duto, ou seja, corroê-lo. Nestes casos, os dutos que 
operam em regime laminar ou com bombeio intermitente serão prejudicados. No caso do 
bombeio intermitente, durante o período de parada há separação da água e esta corrói a parte 
inferior do duto, logo, isto é mais crítico em dutos de derivados onde a separação é 
praticamente imediata. Então para minimizar as chances da água não se separar do óleo em 
pequenas quantidades (<20%) é importante que o escoamento seja turbulento, o que não 
garante que a água irá se separar do óleo por completo, mas atenuará significativamente as 
chances disso ocorrer (Ferreira & Mota, 1998). 
 A corrosão pelo oxigênio em dutos de derivados é um mecanismo normal pois este 
agente está sempre presente dissolvido nos derivados, e em dutos de óleo e gás a corrosão é 
normalmente causada pelo H2S e/ou CO2 e somente ocorre por O2 se ocorrer uma 
contaminação (Ferreira & Mota, 1998). 
 A corrosão em dutos que transportam derivados, estes como aditivos puros, isto é, 
isentos de água livre, não são corrosivos ao aço carbono. O que os torna corrosivos é a 
presença da água junto com o oxigênio. A água, quando presente, forma um filme que adere à 
superfície metálica tornando a parede do duto molhável à água. Como o oxigênio está 
disponível em abundância no meio, pois está dissolvido no derivado, a água em contato com a 
parede do duto provoca a sua corrosão (Ferreira & Mota, 1998). 
 O oxigênio é normalmente introduzido nos derivados em tanques misturadores, por 
turbulência em alguns processos, respiros de tanques de armazenamento, etc. Apesar da 
solubilidade do oxigênio ser menor na água do que em hidrocarbonetos, como o O2 está 
dissolvido em abundância (comparativamente) no derivado, a água está sempre com uma 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 22 
concentração de oxigênio dissolvido suficiente para torná-la corrosiva, pois este se difunde do 
derivado para a fase aquosa para manter o equilíbrio (Ferreira & Mota, 1998). 
 Com a presença de água livre e oxigênio, o ferro irá se corroer. A velocidade de 
corrosão irá depender do pH do meio, da velocidade de escoamento e da estabilidade dos 
depósitos que poderão ser formados durante o processo corrosivo. Logo, dependendo do 
potencial de corrosão do meio e do pH, podemos ter uma idéia em relação à corrosão e à 
possibilidade de formação de alguns óxidos de ferro. Estes óxidos podem ser protetores ou 
não. Isto dependerá do potencial/pH do meio e da velocidade de escoamento do fluido. Outro 
fator que deve ser ressaltado na corrosão de dutos com derivados é que a água presente, 
quando solúvel no produto (nafta, gasolina, etc), não é corrosiva. Portanto o que permite a 
ocorrência da corrosão é a formação de uma água livre proveniente da separação de parte da 
água solúvel existente no derivado devido ao seu resfriamento durante o seu deslocamento 
através do duto (Ferreira & Mota, 1998). 
 A corrosão interna em dutos de derivados pode causar vários problemas. Alguns 
desses problemas estão relacionados às condições de operação e outras à qualidade do produto 
transportado, tais como (Ferreira & Mota, 1998). 
- a corrosão interna, se não for controlada, pode levar a uma perda de espessura do duto, o que 
limita a pressão máxima de operação e isto, em algumas situações, pode levar a interrupção da 
sua operação; 
- a corrosão interna, se não controlada, pode levar à falha do duto e pode tanto contaminar o 
meio ambiente, como também causar sérios problemas, como incêndios; 
- a corrosão interna faz com que a superfície interna do duto fique mais rugosa, 
principalmente na corrosão pelo O2. Isto aumenta a fricção entre o produto transportado e a 
parede interna da tubulação. Assim sendo, um duto corroído será mais rugoso, exigindo um 
maior dispêndio de potência, ou seja, energia elétrica para que o derivado seja transportado 
até o seu destino final; 
- o produto de corrosão pode contaminar os derivados que estão sendo transportados no duto, 
causando entupimentos de filtros, emulsões e outros problemas relacionados ao aumento de 
partículas do produto. Isto pode se tornar um problema para a atuação dos inibidores usados 
normalmente no controle da corrosão desses dutos, pois as moléculas fílmicas do inibidor são 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 23 
adsorvidas pelas partículas de ferro em suspensão, não permitindo assim a manutenção da 
passivação da linha. 
 
2.2.3 Corrosão em meios com CO2 e H2S 
O CO2 é o gás predominante em fluidos petrolíferos e, quando dissolvido em água 
forma ácido carbônico, decresce o pH da água produzida e aumenta sua corrosividade. A 
quantidade de CO2 que irá se dissolver na água é proporcional à pressão parcial de CO2 do gás 
sobre a água, sendo a temperatura e a velocidade de fluxo os outros fatores que influenciam 
na corrosão pelo CO2. Assim, o fator controlador da corrosão do aço em meios aquosos 
contendo CO2 está relacionado com a natureza e espessura do filme passivo formado sobre a 
superfície metálica, normalmente o carbonato de ferro (Andrade et al., 2001). 
Apesar da corrosividade pelo CO2 ser tema de muitos estudos nos últimos 30 anos, o 
completo conhecimento do seu mecanismo e previsão da sua corrosividade não são 
completamente dominados. Existem várias proposições diferentes sobre reações 
eletroquímicas em relação à corrosão pelo CO2. Em alguns casos foi concluído que essas 
reações que estão competindo podem ocorrer preferencialmente em relação às demais, 
dependendo do pH do meio e das condições de transporte (velocidade), ou seja, da 
transferência de massa. Waard e Lotz apud Ferreira & Mota (1998) dizem que, de forma 
generalizada, as reações que acarretam a corrosão pelo CO2 podem ser representadas pelas 
seguintes equações: 
)(22)(2 dissolvidogás COOHCO  (2.13) 
322)(2 COHOHCO dissolvido  (2.14) 
  332 HCOHCOH (2.15) 
  2332 COHCOH (2.16) 
 
Entretanto, na temperatura ambiente, somente cerca de uma em cem mil moléculas é 
dissociada na Equação 2.15, logo a segunda dissociação é ainda mais fraca, Equação 2.16 
(Ferreira & Mota, 1998). Embora seja um ácido fraco, o ácido carbônico é altamente 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 24 
corrosivo porque a parte catódica da reação de corrosão não necessita do H+, como acontece 
normalmente na corrosão ácida, pois envolve a redução direta do ácido carbônico na forma 
nãodissociada: 
332
  HCOHeCOH (2.17) 
Seguido por: 
22 HH 
 (2.18) 
Considerando a reação anódica, de dissolução do ferro, eFeFe 22   
A reação global é a seguinte: 
2332 HFeCOCOHFe  (2.19) 
A solubilidade do FeCO3 (carbonato de ferro) é baixa e diminui com a temperatura (Ferreira 
& Mota, 1998). O FeCO3 pode formar um filme protetor em algumas condições, porém a 
quantificação dessa proteção é um dos assuntos mais difíceis no estudo da corrosão pelo CO2. 
Alguns pesquisadores encontraram, para certas condições de temperatura e velocidade, a 
presença de óxido de ferro (Fe3O4) como produto de corrosão pelo CO2 junto com o carbonato 
de ferro e cementita, porém, como a quantidade de FeCO3 e de cementita é pequena, fica 
difícil uma avaliação mais consistente (Ferreira & Mota, 1998) 
 Corrosão em aços em soluções contendo H2S pode ser representada de acordo com: 
Ewing (1955) & Jones (1996) apud Martinez et al. (2004): 
Anodo: eFeFe 22   
Catodo: 
2
22 2
 SHeSH (2.20) 
Reação global: 
22 HFeSSHFe  (2.21) 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 25 
 Dependendo do pH, pressão parcial de H2S e potencial de oxidação do ambiente, o 
sulfeto de ferro formado pode assumir formas moleculares diferentes, como exemplo, FeS2 ou 
Fe7S8) (Schmitt e Bruckhoff, 1989, apud Martinez et al. 2004). 
A corrosão em meios com CO2 pode apresentar diferentes morfologias: tipo localizada 
(pitting), uniforme (generalizada) ou em camadas, e cada tipo de corrosão ocorrerá 
dependendo das condições operacionais, sendo essencialmente influenciadas pela temperatura 
e velocidade de escoamento (Ferreira & Mota,1998). 
 Em meios com CO2 na presença de H2S, este pode contribuir de forma predominante 
ou não na corrosão, dependendo de certas condições. Não existe hoje um conhecimento 
grande em relação às condições de contorno que levam o duto a ter uma corrosão 
preferencialmente ao H2S ou ao CO2, quando ambos estão presentes. Mesmo assim, algumas 
diretrizes foram estabelecidas na indústria de petróleo e servem como referência para este tipo 
de situação, tais como (Ferreira & Mota,1998). 
- Em nível de H2S muito baixo, isto é, pressão parcial menor que 0,01 psia, o CO2 é a espécie 
corrosiva dominante e, em temperatura acima de 60ºC, a corrosão e qualquer passivação que 
ocorra é função da formação dos produtos de corrosão do CO2 (ex. FeCO3). A presença de 
H2S, portanto, não tem significância nesta condição. 
- Em sistemas dominados pelo CO2, a presença de pequenas quantidades de H2S pode levar a 
formação de um depósito de sulfeto de ferro chamado mackinawita, em temperaturas abaixo 
de 120ºC. Isto ocorrerá quando a razão entre a pressão parcial do CO2 e a pressão parcial do 
H2S (ppCO2/ppH2S) for maior que 200. Esta é uma opinião de muitos pesquisadores, embora 
não seja verdade absoluta. Este depósito de mackinawita é um depósito fino, que reduz a taxa 
de corrosão e sua estabilidade é ainda desconhecida. A Figura 2.4 ilustra a contribuição do 
H2S na redução da taxa de corrosão. 
- Em sistemas dominados pelo H2S (ppCO2/ppH2S<200), existe a formação preferencial de 
um filme de sulfeto meta-estável em relação ao FeCO3, provocando proteção para uma faixa 
de temperatura de 60 a 240ºC. Neste tipo de mecanismo, a mackinawita é inicialmente 
formada, porém a medida que a concentração e a temperatura são aumentadas, esta 
transforma-se em outro sulfeto chamado pyrhotita. Já para temperaturas abaixo de 60ºC ou 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 26 
acima de 240ºC, o H2S inibe a formação do FeCO3 e o filme do FeS torna-se instável e 
poroso. 
 
Figura 2.4. Efeito do H2S e temperatura na taxa de corrosão em ferro puro (Predict, 2002). 
Adaptado 
 
 Tang et al. (2010) avaliou o efeito da concentração de H2S no comportamento do aço 
carbono a 90ºC. O estudo foi conduzido em aço carbono SAE-1020 em meio 0,25M de 
Na2SO4 (sulfato de sódio) com diferentes concentrações de H2S a 90ºC. A avaliação foi 
realizada por perda de massa, medidas eletroquímicas, microscopia eletrônica de varredura e 
difração de Raios-X. As taxas de corrosão por perda de massa aumentaram significativamente 
com o aumento da concentração de H2S (Figura 2.5). O produto de corrosão formado 
consistia de mackinawita avaliado por difração de Raios-X. Os autores observaram ainda que 
superfície de aço carbono foi mais fortemente corroídos nas soluções contendo H2S do que na 
solução de H2S-livre e que o produto de corrosão era fortemente dependente da concentração 
de H2S e que o filme formado era mais compacto para concentrações menores de H2S, 
soltando produto de corrosão quando para concentrações maiores. O processo de corrosão foi 
conduzido por dois processos distintos, assim afirmam os autores, os quais foram, processo de 
dissolução e processo de corrosão micro-galvânica. 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 27 
 
Figura 2.5. Taxa de corrosão em função da concentração de H2S em solução de sulfato de 
sódio (0,25M) a 90ºC (Tang et al., 2010). 
 
 O ataque em meios com H2S pode ocorrer de várias formas diferentes. O ataque pode 
ser do tipo generalizado ou localizado (pites), como o do CO2. Entretanto, devido à formação 
de hidrogênio atômico durante a reação eletroquímica do H2S com ferro em meio aquoso, este 
pode se transformar em hidrogênio molecular (H2), causando outros tipos de mecanismos de 
corrosão. Esses outros mecanismos podem ocorrer dependendo da característica da metalurgia 
do aço, dos esforços a que o material está submetido (tensão) e da concentração das espécies 
presentes no meio aquoso, como por exemplo o teor de sulfeto. Assim, dependendo do 
material, meio e esforço a que o duto está submetido, vários tipos de morfologia de ataque 
pelo H2S ocorrem (Ferreira, 1998). 
 Nesic (2007) realizou modelagem na avaliação de corrosão em dutos de óleo e gás e 
em se tratando de corrosão pelo CO2, o autor levantou um comparativo de técnicas 
eletroquímicas, gravimétrica e simulação (simulador OU V3.0). Um aumento na pressão 
parcial de CO2 normalmente leva a um aumento na taxa de corrosão conforme observado na 
Figura 2.6. A explicação comumente aceita é que, com a pressão parcial (pp) de CO2 a 
concentração de H2CO3 aumenta e acelera a reação catódica  3232 222 HCOHeCOH e, 
consequentemente, a taxa de corrosão. No entanto, quando outras condições são favoráveis 
para a formação de incrustação de carbonato de ferro, o aumento pressão parcial de CO2 pode 
ter um efeito benéfico. Em pH alto, mais ppCO2 leva a um aumento na concentração de íon 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 28 
bicarbonato e carbonato e uma maior supersaturação, que acelera a precipitação e a formação 
de incrustação. O efeito da ppCO2 sobre a taxa de corrosão na presença de precipitação de 
carbonato de ferro é ilustrado na Figura 2.7, onde na taxa de fluxo estratificado na corrosão é 
reduzida tanto na parte superior e inferior do tubo com o aumento de pressão parcial de CO2. 
 
 
Figura 2.6. Medições de taxa de corrosão prevista e medida experimentalmente mostrando o 
efeito da pressão parcial de CO2. Adaptado. Nesic (2007) 
 
 
Figura 2.7. Medidas experimentais de taxa de corrosão no topo e no fundo do duto e fluxo 
estratificado multifásico mostrando o efeito da pressão parcial de CO2 na formação de 
incrustação de carbonato de ferro (Nesic, 2007). Adaptado. 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiroda Silva; Junho/2011 29 
Ao se avaliar a capacidade de proteção de filmes de produto de corrosão formado no 
aço X65, em meio com CO2, sob várias condições de fluxo, Gao et al. (2011) observaram que 
sob condições estáticas as camadas formadas apresentaram cristais de carbonato de ferro 
homogênea, com tamanho de grão em torno de 5-10 µm. Em condições dinâmicas, o fluxo 
facilita o processo de transferência de massa e reduz a nucleação de FeCO3 ao mesmo tempo 
o precipitado (FeCO3) pode ser afastado pelo fluxo, então as superfícies formadas pelo 
produto de corrosão é irregular. Os autores observaram que a camada danificada não fornece 
proteção eficaz ao aço e não mantém o processo de corrosão, portanto, foi observado um 
aumento na espessura da camada depositada com a taxa de fluxo. 
 A taxa de fluxo elevada conduz a um aumento notável na taxa de corrosão, devido ao 
transporte facilitado de espécies catódicas em direção à superfície do substrato. A taxa de 
corrosão localizada na vazão de 0,5 m/s é maior do que em condições estáticas e mantêm-se 
praticamente a mesma em velocidades de fluxo de 1,0 m/s. A Figura 2.8 mostra que, em 
condições estáticas, ambas as taxas por perda de massa e de corrosão localizada, aumentam 
com a pressão parcial de CO2 (Gao et al., 2008). 
 
Figura 2.8. Taxa de corrosão geral e localizada em meio com CO2. a) taxa de fluxo e b) 
pressão parcial de CO2 (Gao et al., 2011). Adaptado. 
 
 Gao et al. (2011) avaliaram por técnicas eletroquímicas (resistência de polarização 
linear e espectroscopia de impedância eletroquímica) o mecanismo de crescimento de filmes 
de corrosão pelo CO2 em aços X65 de um duto utilizando como eletrólito, água do mar BoHai 
na China. Os autores discorrem que pela técnica de impedância eletroquímica foi observado 
que os filmes de produtos de corrosão formados pelo CO2 são compostos de duas camadas, 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 30 
uma camada interna e outra externa, morfologicamente visualizadas por microscopia 
eletrônica de varredura. A camada interna tem uma alta resistência e um bom desempenho 
protetor até a camada exterior surgir. A camada externa indica uma proteção adequada de 
todo o filme de corrosão. Crescimento de cristal domina a formação dos filmes de produtos de 
corrosão na fase inicial, quando a supersaturação relativa FeCO3 é baixa. O processo de 
nucleação é predominante em uma alta supersaturação FeCO3, e altas taxas de nucleação 
levam à formação de filmes relativamente densa. 
 
2.3 Controle da corrosão 
 A corrosão é um fenômeno interfacial, ou seja, ocorre na interface metal/meio. Assim, 
o controle da corrosão será baseado nos métodos que, de alguma forma, atuem no metal, na 
interface ou no meio. Portanto, o controle da corrosão se baseia em pelo menos em um dos 
seguintes métodos: Seleção de materiais e projeto adequado, modificação da interface, 
modificação do meio ou aplicação de métodos eletroquímicos (Jambo & Fofano, 2008). 
 Para o controle da corrosão é possível realizar a monitoração da corrosão basicamente 
através de três métodos (Jambo & Fofano, 2008): 
1. Métodos Analíticos, que se baseiam na medição de íons ou substâncias que de alguma 
forma estão associados à corrosão; 
2. Métodos de ensaios não destrutivos, que também podem ser um valioso método de 
monitoração da corrosão, pois podem indicar a perda de espessuras ou outros danos oriundos 
do processo corrosivo; como métodos podem ser citados: ultra-som, correntes parasitas, 
radiografia, partículas magnéticas e termografia; 
3. Métodos Corrosionais os quais são divididos em não eletroquímicos e eletroquímicos, onde 
o primeiro baseia-se na perda de massa de espécimes propriamente projetadas, que podem 
indicar diretamente ou não, a taxa de corrosão do sistema estudado e dividem-se em cupons, 
sensores de resistência elétrica e sentinela; o segundo baseia-se em medidas eletroquímicas 
tomadas diretamente no fluido de processo e podem ser medidas de potencial, extrapolação de 
retas de Tafel, resistência de polarização linear, amperimetria de resistência nula, impedância 
eletroquímica, análise harmônica, ruído eletroquímico e medidas de permeação de hidrogênio. 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 31 
2.3.1 Monitoração da corrosão 
 Segundo Nóbrega et al. (2002), as inspeções periódicas com ferramentas do tipo pig 
instrumentado definem apenas o estado atual do duto em relação à sua integridade, ficando 
limitada pelo fato das características do gás natural poderem variar com o tempo e a repetição 
das inspeções em curtos intervalos de tempo ser anti-econômica. Assim, as técnicas de 
monitoração se apresentam como uma opção complementar. 
 A corrosão pode conduzir a falhas e danos em estruturas e plantas industriais e 
equipamentos gerando para as empresas um alto custo adicional em termos de reparos, de 
produto perdido ou contaminado, de dano ambiental e principalmente de segurança humana. 
Decisões relativas à futura integridade de um equipamento ou de seus componentes dependem 
de uma precisa avaliação das condições que afetam completamente sua corrosão e sua taxa de 
deterioração. A inspeção de corrosão comumente empregada exige paralisações periódicas 
programadas para se inspecionar os equipamentos e as estruturas. Essas paralisações são 
dispendiosas para as empresas em termos de perda de produtividade e de custo de material e 
pessoal. Paralizações não programadas devido a danos e falhas em estruturas ou equipamentos 
são ainda mais custosas e pertubadoras. Deste modo, com a necessidade de se reduzir a 
frequência dessas paradas, torna-se necessário o emprego de um sistema de monitoramento da 
corrosão (Magalhães & Pimenta, 2005). 
 O monitoramento da corrosão pode ser definido como uma forma sistemática de 
medição da corrosão ou da degradação de equipamentos e instalações, com o objetivo de 
auxiliar a compreensão do processo corrosivo e/ou obter informações úteis para o controle da 
corrosão e suas consequências. Com estas informações, o responsável por um equipamento ou 
uma instalação pode tomar uma melhor decisão sobre o tipo, o custo e a urgência de medidas 
corretivas. Certas características do monitoramento da corrosão de uma estrutura a ser 
construída ou já existente podem conduzir a uma melhor seleção de materiais, ao emprego de 
revestimentos protetores e resistentes e a escolha de medidas de controle de corrosão 
(Magalhães & Pimenta, 2005). 
 Magalhães & Pimenta (2005) citam em seu estudo que o monitoramento da corrosão é 
mais complexo que o monitoramento de muitos outros parâmetros de processo porque: 
- há vários tipos diferentes de corrosão; 
Aspectos Teóricos 
 
Allison Alexandre Ribeiro da Silva; Junho/2011 32 
- a corrosão pode ser uniforme em cima de uma área ou concentrado em áreas muito pequenas 
(pitting); 
- taxas de corrosão podem variar substancialmente, mesmo em espaços relativamente curtos; 
- não existe uma única técnica de medida capaz de detectar todas as diferentes condições. 
Por isso, é necessário obter um histórico prévio ou até mesmo uma estimativa, mesmo que 
grosseira, dos tipos de problemas de corrosão a serem investigados em um sistema, sendo 
também aconselhável usar várias técnicas complementares em lugar de confiar em um único 
método de monitoramento. 
Magalhães & Pimenta (2005) definem o gerenciamento da corrosão como sendo uma 
avaliação sistemática do processo corrosivo, correlacionando a forma e taxa de corrosão com 
os parâmetros